Destaques

O combate às fraudes na mistura de 14% de biodiesel no diesel (B14), que entre janeiro e maio deste ano atingiram uma média de 6,9% do diesel vendido no país, demanda ações constantes de fiscalização e o uso de tecnologias avançadas por parte da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Essas foram as principais conclusões de especialistas do setor de combustíveis durante a quarta edição da série de Lives “Conexão SCA Brasil”, realizada na quarta-feira (19/06). A Live, transmitida ao vivo pelo YouTube e LinkedIn, contou com a participação do Head de Biodiesel da SCA Brasil, Filipe Cunha, e dos convidados especiais Júlio Cesar Nishida, superintendente de fiscalização do abastecimento da ANP, e Carlo Faccio, diretor geral do Instituto Combustível Legal (ICL). Segundo Filipe Cunha, a não conformidade na adição de biodiesel ao diesel é um problema preocupante, afetando toda a cadeia de produção, distribuição e revenda, além de prejudicar os consumidores. Nos primeiros cinco meses de 2024, o Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC) da ANP registrou um aumento significativo nos índices de mistura irregular de biodiesel, o que gerou debates entre a agência, empresas e entidades privadas. “Houve um aumento da não conformidade em março, quando o percentual de biodiesel no combustível fóssil passou de 12% para 14%. Em abril, a não conformidade ainda estava elevada, alcançando 12,8%. Em alguns estados, as fraudes superaram a média nacional, especialmente nas rotas de diesel importado”, destacou Cunha. Dados do PMQC mostram que a conformidade média na adição de 12% de biodiesel em janeiro e fevereiro foi de 98%. “Com a mudança para B14, a conformidade caiu para pouco mais de 90% em março, um grande alerta. Nossas equipes de fiscalização confirmaram presencialmente problemas mais acentuados em algumas regiões e empresas”, enfatizou Júlio Cesar Nishida. De acordo com Nishida, as ações resultaram em um aumento da conformidade para 95,7% em maio e 97,8% em junho, próximo da média histórica de 98%. “Algumas empresas utilizam indevidamente a tolerância do método de medição, prejudicando a política pública do B14”, sublinhou o superintendente da ANP. Carlo Faccio, do ICL, destacou um problema crônico na importação de diesel. “O produto estava entrando no País de forma a evitar a mistura com biodiesel, sendo entregue a diversas regiões e distribuidoras sem atender aos requisitos da ANP”, comentou Faccio, elogiando a fiscalização da Agência. Faccio também mencionou que o custo do biodiesel em comparação ao diesel varia entre R$ 0,75 e R$ 1,20 em algumas regiões. “Com o B14, há um diferencial de 14 centavos para quem não utiliza biodiesel, tornando a fraude atraente para agentes mal-intencionados”, complementou. Cunha acrescentou que as irregularidades migram de um tema para outro no mercado de combustíveis. “A volta da conformidade em junho é positiva, mas a chance do problema retornar é grande”, ressaltou. A ANP está testando um novo equipamento portátil chamado Espectroscopia na Região do Infravermelho por Transformada de Fourier (FTIR), que detecta instantaneamente os teores de biodiesel no diesel. “Hoje, os resultados das amostras coletadas pelo PMQC demoram entre dois dias e uma semana”, explicou um representante da ANP. O projeto de Lei Combustível do Futuro, em tramitação no Senado, também foi discutido. Os convidados mencionaram a possibilidade de aumentar a mistura do B14 para B25, dependendo da viabilidade técnica. “O Combustível do Futuro nos coloca à frente no uso de novas tecnologias, mas é crucial discutir com a cadeia produtiva e avaliar tecnicamente as soluções”, avaliou o diretor do ICL. Para Júlio Cesar Nishida, o PL é importante, especialmente com a presidência do Brasil no G20 e a realização da COP-30 em 2025, em Belém (PA). “Há várias questões em debate, como o aumento do mandato do biodiesel e as rotas tecnológicas que envolvem o diesel verde e combustíveis de aviação sustentáveis (SAF)”, ressaltou. Filipe Cunha destacou que a execução do B25 é positiva, mas exigirá ainda mais atenção na fiscalização da qualidade do produto. “A não conformidade causará mais prejuízos para distribuidores, produtores e corretoras, além dos danos à saúde devido a um diesel mais poluente”, concluiu. Além do YouTube e LinkedIn, o conteúdo da quarta edição da Live “Conexão SCA Brasil” está disponível em formato de podcast na página da SCA Brasil no Spotify. Com informações de JornalCana.

O setor de petróleo e gás está buscando a exclusão desses produtos da lista de bens sujeitos ao Imposto Seletivo, instituído pela reforma tributária para taxar itens prejudiciais à saúde e ao meio ambiente a partir de 2027. De acordo com projeções do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), realizadas a pedido da Folha de São Paulo, essa tributação pode gerar R$ 29,3 bilhões nos primeiros cinco anos de arrecadação. Esses recursos serão recolhidos pela União e distribuídos entre estados e municípios. Julio Moreira, diretor de exploração e produção do IBP, considera um equívoco incluir o petróleo nessa lista, argumentando que a taxação pelo Seletivo é apenas uma entre várias críticas às medidas propostas pelo governo e pelo Congresso para o setor. A ideia de taxar a exploração de minerais com esse imposto surgiu no Congresso Nacional no ano passado. A emenda constitucional da reforma tributária, promulgada em dezembro, abriu essa possibilidade, mas a cobrança depende da aprovação de pelo menos duas leis. Uma dessas leis é o primeiro projeto de regulamentação da reforma, que também aborda a questão do Seletivo. A alíquota será definida em outra lei específica. O IBP argumenta que encargos como royalties e participações especiais já exercem uma função de seletividade, compensando os custos da exploração para a sociedade. Alguns parlamentares sugerem que esse imposto, limitado a 1% do valor do produto no caso da extração, deve ser encarado pelo setor como um aumento de royalties. No entanto, o IBP acredita que os impactos serão disseminados ao longo da cadeia produtiva, podendo ultrapassar os quase R$ 30 bilhões projetados com a aplicação da alíquota máxima. “Caracterizar o setor e o produto petróleo, e mesmo o gás natural, como danoso ao meio ambiente é um equívoco”, afirma Moreira, acrescentando que, se a intenção é taxar carbono, deve-se criar um imposto específico para as emissões de carbono. A exploração e o refino representam 2% das emissões no Brasil, com maior peso nas atividades agropecuárias e na mudança do uso do solo, conforme dados do IBP. Moreira também destaca que o gás natural que abastece usinas termelétricas será tributado, onerando as exportações do produto. Produtos como fumo e álcool, além de refrigerantes e veículos com baixa eficiência energética, também estão sujeitos ao Imposto Seletivo. O IBP sugere que, se não for possível excluir o setor da tributação, que se busquem formas de reduzir a alíquota ou criar compensações para diminuir os valores a serem pagos. Segundo o IBP, as reservas brasileiras de petróleo em exploração devem se esgotar em aproximadamente 12 anos, e o país corre o risco de afastar investimentos devido a uma série de problemas surgidos desde o ano passado. Entre as reclamações do setor estão a nova taxa de fiscalização do Rio de Janeiro, a paralisação do Ibama que atrasa as licenças ambientais e as discussões sobre a exploração da margem equatorial. A Secretaria Especial da Reforma Tributária tem argumentado que não há interesse do governo federal em usar o Seletivo com objetivos arrecadatórios, pois isso geraria mais receitas para os estados e municípios, resultando em uma queda na arrecadação federal. A carga de todos os tributos envolvidos na reforma não pode aumentar, conforme estabelecido pela Constituição. Os cálculos do IBP para a arrecadação com o Seletivo consideram a aplicação da alíquota máxima de 1% sobre a receita bruta de todos os projetos no Brasil, no período de 2027 a 2031, com uma taxa de câmbio de R$ 5,20. Com informações da Folha de São Paulo.

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) finalizou a aprovação da venda da Infra Gás e Energia para a Energisa. Com essa transação, a Energisa passará a ser acionista indireta não controladora de cinco distribuidoras de gás natural no Nordeste. A autorização do Cade é uma das condições necessárias para a conclusão do negócio, avaliado em R$ 890 milhões. O Grupo Energisa espera que a operação seja concluída em julho. A Superintendência-Geral do Cade já havia aprovado a transação no final de maio, sem restrições, aguardando apenas possíveis recursos, que não foram apresentados. Nesta terça-feira (18/6), o ato de concentração foi considerado finalizado. Com essa aquisição, a Energisa expande sua participação no mercado de distribuição de gás natural. A Infra Gás possui um acordo com a Compass para a compra de 51% da Norgás, holding que detém participações nas concessionárias Cegás (CE), Copergás (PE), Algás (AL), Potigás (RN) e Sergas (SE). A SG/Cade concluiu que a operação não apresenta riscos à concorrência, já que a participação da Energisa no mercado de distribuição de gás, incluindo as concessionárias adquiridas, ficará em torno de 9%, abaixo dos 20% que indicam uma posição dominante e potencial de exercer poder de mercado. Este é o segundo movimento da Energisa no mercado de distribuição de gás, setor em que entrou em 2023 com a compra de 100% da ES Gás, no Espírito Santo. Visão de futuro da Energisa Nesta semana, o CEO da Energisa, Ricardo Botelho, afirmou que vê as distribuidoras de gás canalizado como futuras prestadoras de soluções de infraestrutura mais amplas, incluindo novos negócios como Captura, Uso e Armazenamento de Carbono (CCUS). “Acreditamos que o serviço de distribuição de gás também pode ser um serviço de transporte de gás carbônico. Em algum momento será”, disse Botelho a jornalistas após participar do Energy Summit, no Rio de Janeiro. “A distribuidora de gás é uma provedora de infraestrutura, uma comercializadora de moléculas e pode oferecer outros tipos de serviços que surgem com a transição energética”, acrescentou. Desafios em Sergipe Em Sergipe, a Energisa enfrentará possíveis revisões dos termos do contrato de concessão da Sergas. Com a entrada do grupo na distribuidora, a Agrese, agência reguladora sergipana, agendou uma audiência pública para julho, a fim de discutir a revisão dos termos do contrato de concessão da distribuidora de gás canalizado no estado. A audiência pública está marcada para o dia 22 de julho e abordará, entre outros pontos, a taxa de retorno de investimentos de 20%, que atualmente limita o desenvolvimento do mercado. (Com informações de EPBR)

A Shell está preocupada com a greve em curso no Ibama, que tem afetado os processos de licenciamento ambiental de projetos no Brasil, afirmou o chefe da unidade local da empresa a jornalistas nesta quinta-feira (20). Cristiano Pinto da Costa mencionou durante um evento que, embora a empresa ainda não tenha sido diretamente afetada pela greve, como parceira da Petrobras no campo de Mero, o terceiro maior produtor do país no pré-sal da Bacia de Santos, a Shell está preocupada com as futuras licenças. Desde janeiro, o Ibama tem atrasado a emissão de licenças no Brasil devido a uma disputa contínua com o governo sobre salários e condições de trabalho. Na semana passada, os trabalhadores da agência anunciaram uma greve a partir do dia 24, já aprovada em pelo menos 14 estados. “No momento, não temos um impacto direto na produção, mas, como somos sócios da Petrobras nos campos de Mero, e o campo de Mero tem alguns poços a serem interconectados nos próximos meses, isso nos preocupa”, disse Costa. O campo de Mero, o terceiro maior produtor do Brasil, teve em abril uma produção média de petróleo e gás de 220 mil barris de óleo equivalente por dia, segundo os dados mais recentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) calculou nesta semana que os movimentos trabalhistas no Ibama e na ANP criaram uma “tempestade perfeita” para o setor, estimando que a greve no órgão ambiental já reduziu a produção brasileira em 80 mil barris de petróleo por dia. (Informações de Reuters) Autor/Veículo: Folha de São Paulo

Premissas O preço de paridade de importação (PPI) foi calculado considerando os valores de gasolina, óleo diesel, câmbio, RVO e frete marítimo com base nas cotações do mercado em 20/06/2024. Cenário Com a estabilidade no câmbio e nos preços de referência da gasolina e do óleo diesel no mercado internacional no fechamento do dia útil anterior, o cenário médio de preços está abaixo da paridade para o óleo diesel e a gasolina, apresentando uma defasagem média de -11% para ambos. Câmbio A taxa Ptax fechou a última sessão em um patamar elevado, pressionando os preços domésticos dos produtos importados, com um fechamento em R$ 5,43/US$. Petróleo A oferta restrita continua pressionando os preços futuros do petróleo. Atualmente, os futuros do Brent são negociados acima de US$ 86/bbl. Óleo Diesel A S10 Gasolina A

O secretário extraordinário para a reforma tributária do Ministério da Fazenda, Bernard Appy, minimizou o impacto do chamado “imposto do pecado” sobre o petróleo bruto — insumo para combustíveis como gasolina e diesel. “O preço do petróleo oscila 1% todo dia, então não vamos também ficar discutindo impacto inflacionário desse efeito”, afirmou em entrevista ao g1 e à TV Globo. Chamado de “imposto do pecado”, o imposto seletivo vai ser uma taxa cobrada sobre alguns itens considerados prejudicais à saúde e ao meio ambiente. A intenção é desestimular o consumo. Ainda não se sabe o valor do imposto, cuja alíquota deve ser definida até 2026. Mas, no caso do petróleo, o texto aprovado define que será de até 1%. As petroleiras afirmam que o imposto representa um valor relevante para a indústria, com um impacto previsto de R$ 6 bilhões por ano, considerando a alíquota cheia de 1%. A projeção é do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP). Impacto nos combustíveis O setor argumenta que esses custos vão ser repassados ao restante da cadeia, uma vez que o petróleo é um insumo para a indústria petroquímica. Contudo, é incerto se esse aumento de custo vai encarecer os combustíveis. “A questão é saber se o refinador lá na frente vai absorver esse custo ou vai repassar para o consumidor”, afirmou o presidente do IBP, Roberto Ardenghy. Segundo Appy, o impacto econômico vai ser limitado e estará localizado no produtor de petróleo. “Acho que tem mais cara de royalty do que propriamente de um tributo que afete os preços. Vai mais afetar a rentabilidade de produtores do que propriamente o preço dos produtos, com uma alíquota pequena”, declarou o secretário.Appy destaca ainda que a decisão para tributar o petróleo foi do Congresso Nacional, que acrescentou o trecho ao texto da reforma tributária. “O impacto econômico é limitado. Se faz sentido ou não tributar com [o imposto] seletivo, é uma outra discussão. O Congresso Nacional entendeu que deveria incidir. Eu consigo entender isso como sendo uma compensação pelo impacto ambiental da extração”, afirmou. Gás natural Seguindo os planos do governo de incentivar a indústria por meio do gás natural, o petróleo bruto para consumo industrial não será tributado com o imposto seletivo na reforma tributária. Contudo, as petroleiras reclamam dessa diferenciação entre o consumo industrial e o energético. No setor, conta Ardenghy, há uma dúvida sobre: Grandes consumidores industriais, como fábricas de vidro, cerâmica e aço, não usam o gás como matéria-prima, isto é, como parte integrante do produto, mas, sim, como insumo para gerar calor nos seus processos industriais. Jatinhos e aviões Em entrevista ao g1 e à TV Globo, Appy também comentou a tributação de aeronaves pelo imposto seletivo. Questionado sobre um eventual aumento de custos para as empresas aéreas, o secretário disse que a regulamentação da reforma pode diferenciar jatinhos e aviões comerciais. “Essa questão vai ser definida depois, se só vai pegar jatinho ou não, não sei. É uma questão que vai ser definida na definição da alíquota”, declarou. Autor/Veículo: G1

A imagem apresenta a evolução dos preços do etanol anidro e hidratado em um contexto nacional, entre 13 de maio e 14 de junho de 2024. Variações do Etanol Anidro Variações do Etanol Hidratado Fatores que Influenciam a Cotação Diversos fatores influenciam os preços do etanol, dentre os quais podemos destacar: Tendências Futuras As perspectivas para o mercado de etanol no Brasil são positivas para o curto e médio prazo. A demanda por etanol como combustível deve continuar crescendo, impulsionada pelo aumento dos preços da gasolina e do diesel. Além disso, o etanol também está cada vez mais sendo utilizado como insumo industrial, o que também deve contribuir para o aumento da demanda. No entanto, alguns desafios também precisam ser superados, como a necessidade de aumentar a produtividade da cana-de-açúcar e de reduzir os custos de produção. Além disso, a questão da sustentabilidade da produção de cana-de-açúcar também é importante, pois o cultivo extensivo da planta pode levar ao desmatamento e à degradação ambiental.

O senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB/PB), relator do Combustível do Futuro (PL 528/2020), trabalha nos detalhes finais de seu parecer, em meio à proximidade do recesso parlamentar de julho. A política do biometano é um dos pontos sem consenso no mercado. Agentes da indústria do gás natural entendem que o programa de incentivo ao gás renovável, incorporado no texto aprovado na Câmara, é uma proposta irreversível e tentam reconfigurá-la no Senado, para minimizar seus impactos. O mandato para o biometano desagradou parte da indústria de gás — em especial produtores/comercializadores e consumidores industriais, que manifestaram preocupação com uma possível pressão sobre o preço do gás natural. O MME vê um impacto marginal. Há três grandes frentes de discussão, para tentar redesenhar o programa: abrir a política de descarbonização do mercado de gás para outras rotas tecnológicas ou manter o mandato exclusivo para o biometano? como tratar o nascente mercado voluntário dentro das metas de descarbonização? e qual o perímetro do programa? Preservará ou não contratos de comercialização do gás já assinados? O escopo do mandato valerá ou não para as termelétricas. A seguir, a gas week se detém sobre esses pontos na discussão. Alterações no Senado, vale o registro, precisarão voltar para a Câmara dos Deputados… onde nasceu a política do biometano. EMENDAS NA MESANas últimas semanas, começaram a pipocar novas emendas ao PL, algumas delas com novas propostas para o biometano. O senador Carlos Viana (Podemos/MG), por exemplo, pediu a troca do trecho sobre incentivo à fabricação e utilização de veículos movidos a metano para aqueles movidos a biometano. Mas um dos destaques é a emenda do senador Laércio Oliveira (PP/SE), que traz sugestões de ajustes em linha com os pleitos de entidades como IBP e Fórum do Gás (entidade que reúne associações empresariais ligadas, sobretudo, ao setor industrial). E na contramão da bandeira da ABiogás, defensora do projeto original de incentivo ao gás renovável. A emenda de Laércio, relator da Nova Lei do Gás, na Câmara dos Deputados, em 2021, abre a possibilidade de que as metas de redução de emissões no mercado de gás possam ser atendidas também por meio de “outros instrumentos alternativos de descarbonização”. Se aprovada, na prática, abre o leque de rotas tecnológicas e o mandato deixa de ser exclusivamente de biometano. O capítulo do biometano estava fora do escopo do PL originalmente enviado pelo governo ao Congresso. Na Câmara, a proposta incorporou, num primeiro momento, um programa de compra compulsória de biometano pelos produtores e importadores de gás – o relatório final, do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), contudo, foi na direção de um programa de descarbonização para o mercado de gás via biometano. Ao invés de comprovarem metas de aquisição de biometano com base no volume de gás comercializado, os agentes terão que cumprir metas de redução de emissões – a serem alcançadas por meio da participação do biometano no consumo do gás natural ou aquisição de Certificados de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). O resultado prático, porém, continua ser incentivar a demanda por biometano. Produtores e consumidores de gás alegam que a introdução de um compra obrigatória do gás renovável se trata de uma reserva de mercado que limita o poder de escolha das empresas de buscarem a forma mais eficiente para reduzir sua pegada de carbono – eventualmente por meio de outras fontes, como o mercado de carbono, biomassa, eficiência energética e hidrogênio. “O foco da política não deveria ser a rota tecnológica em si, mas a descarbonização”, defende o diretor de gás da Abrace, Adrianno Lorenzon. Para a ABiogás, por sua vez, abrir a política para outras fontes mataria o objetivo inicial do programa, de incentivar o aumento da participação do biometano na matriz energética brasileira. A presidente da associação, Renata Isfer, lembra que o gás renovável é o único dos biocombustíveis de grande vocação do Brasil que não conta com programas de estímulo – a exemplo dos mandatos históricos de biodiesel e etanol. Cita que até os combustíveis sustentáveis de aviação (SAF) estão contemplados no Combustível do Futuro. “Esse plano [previsto no PL] não é só de descarbonização, é um plano de descarbonização com incentivo aos biocombustíveis, principalmente os de baixo carbono. Usar a lógica de usar outros tipos de descarbonização acaba perdendo o objeto e não vai incentivar o biometano”. “Não faz sentido ter o biometano hoje como o único biocombustível sem um plano para que ele decole e deixe de ser só um potencial”, comentou. O QUE FAZER COM O MERCADO VOLUNTÁRIOOutra proposta trazida por Laércio é permitir que a redução de emissões alcançadas pelo mercado voluntário de biometano ou de certificados possa ser deduzida das metas de descarbonização. Há indústrias, hoje, que já adquirem espontaneamente o biometano para descarbonizar suas operações. Laércio alega, em sua emenda, que seria negativo se o mandato obrigatório retirasse a disponibilidade de gás renovável para esse mercado voluntário. O temor é que o programa de biometano canibalize o mercado voluntário e pressione os preços de aquisição do gás renovável pela indústria. Pelos termos do PL, a obrigatoriedade de compra do biometano recai sobre o produtor/importador de gás natural, e não sobre o consumidor final. Isfer rebate. Segundo ela, o objetivo da política do biometano é, justamente, incentivar que o gás renovável alcance uma participação na matriz que não conseguiria por meio somente do mercado voluntário. O RECORTE DA POLÍTICAProdutores e consumidores de gás também tentam limitar o perímetro de alcance da política do biometano. A emenda do senador Laércio isenta pequenos produtores e importadores da obrigação. E propõe que a meta de descarbonização seja calculada com base nos volumes de gás produzidos e importados, excetuando-se da conta a molécula consumida pelas termelétricas e a autoprodução e autoimportação. A ideia é dar mais previsibilidade às metas do programa. A diretora de gás natural do IBP, Sylvie D’Apote, aliás, reforça que a política do biometano é mais um episódio a trazer incertezas sobre a indústria de óleo e gás – e que se somam, por exemplo, à criação do Imposto

A Petrobras atualizou os valores brutos dos dividendos por ação com base na Selic. O período considerado vai de 31 de dezembro de 2023 a 20 de junho deste ano, data em que será efetuado o pagamento da segunda parcela dos dividendos referentes ao balanço de dezembro do ano passado. Sem considerar os tributos incidentes, já com a base de cálculo corrigida pela taxa básica de juros, cada ação será remunerada com R$ 0,577. No caso dos dividendos extraordinários, será pago R$ 0,891 por ação. O cálculo dos dividendos levará em consideração a posição acionária de 25 de abril deste ano, enquanto a parcela de extraordinários irá considerar a data de 2 de maio de 2024. Conforme informou a Petrobras, o pagamento será efetuado pelo Bradesco, instituição depositária das ações escriturais de emissão da companhia. Todos os acionistas que estiverem com seu cadastro devidamente atualizado terão seus direitos creditados automaticamente em suas contas bancárias na data do pagamento. Para os acionistas com ações em custódia na B3, o pagamento será efetuado por meio de suas respectivas corretoras. Detentores de American Depositary Receipts (ADRs), negociados na Bolsa de Valores de Nova York, receberão a partir de 27 de junho via JP Morgan. No mercado americano, os acionistas receberão conforme a record date de 29 de abril; dividendos extraordinários serão pagos com base na data de 6 de maio. Autor/Veículo: EPBR